В последние годы российские нефтяные и газовые компании проявляют интерес к зарубежным проектам. Это, по мнению экспертов, обусловлено экономическими мотивами, в частности, высоким уровнем рентабельности. Себестоимость нефтедобычи в ряде стран в разы ниже, чем в России. В Ираке, например, затраты на производство барреля нефти оказываются порой ниже $1, а в Западной Сибири себестоимость может достигать $12 за баррель. Еще одним плюсом для российских инвесторов при участии в зарубежных проектах является получение ими доступа к передовым технологиям.
Нефтепереработка в Германии
Основные активы «Роснефти» сосредоточены в России, но помимо этого компания осуществляет свою деятельность на Кубе, в Венесуэле, Ираке, США, Бразилии, Норвегии, Германии, Италии, Монголии, Киргизии, Китае, Вьетнаме, Мьянме, Туркменистане, Грузии, Армении, Белоруссии, Украине, ОАЭ, Египте, Мозамбике, Ираке и Индонезии. Компания участвует в проектах на шельфе Вьетнама, Норвегии, Мозамбика и Венесуэлы.
В прошлом году «Роснефть» объявила об увеличении уставного капитала своей дочерней компании «РН-Иностранные проекты» на 129,5 млрд руб., что связано в первую очередь с проектами компании в Германии и другими текущими программами.
За последние семь лет «Роснефть» поставила на немецкий рынок 152 млн т нефти на сумму более €80 миллиардов. Это четверть всего немецкого потребления. Компания владеет долями в трех крупнейших нефтеперабатывающих заводах (НПЗ) страны с общим объемом переработки 12,5 млн т в год, что составляет 12% всех нефтеперерабатывающих мощностей Германии. «Роснефть» является третьим по величине игроком на немецком рынке нефтепереработки.
Операционная деятельность осуществляется дочерним предприятием Rosneft Deutschland GmbH, которое управляет тремя заводами. Один из них — PCK Raffinerie GmbH находится в городе Шведт, земля Бранденбург. Расположение этого НПЗ позволяет осуществлять поставки нефти марки Urals по трубопроводу «Дружба». Мощность предприятия составляет 11,6 млн т в год, где доля «Роснефти» — 6,3 млн т в год. Еще один НПЗ — MiRO расположен в городе Карлсруэ, земля Баден-Вюртемберг. Завод является крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием в Германии и одним из наиболее современных и мощных в Европе. Мощность — 14,9 млн т в год, где доля «Роснефти» в мощностях — 3,6 млн т в год. Третий НПЗ — Bayernoil расположен в городе Нойштадт-на-Дунае. Обеспечивает топливом Баварию и северную часть Австрии. Мощность НПЗ Bayernoil — 10,3 млн т в год, где доля «Роснефти» в мощностях — 2,6 млн т в год.
«Роснефть» в Германии реализует совместные проекты, для российской компании эта страна является одним из ключевых партнеров. В ближайшие пять лет ВИНК планирует инвестировать в развитие бизнеса на территории ФРГ не менее €600 миллионов. Российская госкомпания ставит задачей стать для потребителей Германии не только поставщиком углеводородов, но также и значительного спектра товаров и услуг.
На шельфе Венесуэлы
Экономические отношения России и Венесуэлы в основном связаны с совместной добычей энергоресурсов. «Роснефть» является одним из крупнейших инвесторов в этой стране, которая обладает перспективной ресурсной базой в мировой нефтяной отрасли. Российский инвестор сотрудничает с венесуэльской государственной компанией Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) в сфере нефтегазодобычи. Российские специалисты разрабатывают в Венесуэле несколько месторождений. Большинство проектов компании связаны с добычей трудноизвлекаемых сверхтяжелых углеводородов с применением высокотехнологичных решений. К ним относятся проекты, реализуемые с PDVSA в рамках совместных предприятий:
- «Петромонагас» — интегрированный проект, где доля «Роснефти» составляет 16,67%;
- «Петропериха» — зрелое месторождение, доля «Роснефти» — 40%;
- «Бокерон» — зрелое месторождение, доля «Роснефти» — 26,67%;
- «Петромиранда» — новый интегрированный проект, доля «Роснефти» — 32%;
- «Петровиктория» — новый интегрированный проект, доля «Роснефти» — 40%.
Суммарные геологические запасы нефти, относящиеся к проектам «Роснефти» в Венесуэле, превышают 20,5 млрд тонн.
«Роснефть» на Кубе
Из числа российских нефтегазовых компаний сегодня на Кубе работают «Роснефть» и «Зарубежнефть». Они осуществляют совместный проект с государственной нефтяной компанией Кубы Union CubaPetroleo (CUPET) на кубинском шельфе в Мексиканском заливе. Одна из первоочередных задач заключается в оценке перспектив Блока № 37, которая формируется на основании сейсмических данных углеводородного потенциала. В дальнейшем «Роснефть» готова вести разработку этого Блока на условиях соглашения о разделе продукции.
В декабре 2016 года компания подписала контракт с CUPET, направленный на увеличение добычи нефти на месторождении Варадеро — Восточный Центральный Блок. Российская и кубинская нефтяные госкомпании проведут совместное исследование условий разработки и эксплуатации месторождения для определения возможности увеличения эффективности эксплуатации фонда скважин и выполнения геолого-технических мероприятий, нацеленных на повышение нефтеотдачи пласта. Контракт был заключен в продолжение Соглашения о сотрудничестве от 2014 года.
На сегодняшний день операционное подразделение российской госкомпании — «РН-Эксплорейшн» открыло в Гаване офис и планирует приступить к работам на месторождении в 2018 году. В «Роснефти» считают, что у проекта Варадеро есть хороший потенциал, но его надо подтвердить на практике.
Вхождение в программы топливно-энергетического комплекса Кубы является составной частью региональной стратегии «Роснефти» в Латинской Америке. Их реализация позволит получить синергетический эффект с проектами компании в Венесуэле, а также с операционной деятельностью в бассейне Солимойнс в Бразилии.
В 2012 году «Роснефть» приобрела 45% в проекте Солимойнс, расположенном в бразильском штате Амазонас. Развитие этого месторождения является высокорискованным, но со значительным потенциалом в случае успеха. Ресурсы месторождения оцениваются в 34 млн т нефти и 73 млрд куб. м газа. Геологоразведочные работы (ГРР) ведутся на 19 блоках общей площадью 44,5 тыс. кв. километров. С момента начала ГРР в 2011 году подтвержденные запасы газа составили 28–37 млрд кубометров. Нефтяные месторождения не выявлены. 75% площади бассейна остается неразведанной с возможным ресурсным потенциалом до 100 млн т нефтяного эквивалента.
Первая российская нефтяная компания за рубежом
Первой отечественной нефтяной компанией, которая вышла за рубеж, стал «ЛУКОЙЛ». Сегодня география его бизнеса довольно обширна. Иностранные активы расположены в Азербайджане, Узбекистане, Казахстане, Саудовской Аравии, Ираке, Египте, Камеруне, Кот-д’Ивуаре, Норвегии, Румынии.
В компании разработана стратегия, оценивающая все возможные риски и изменения экономической конъюнктуры в тех странах, где ведется бизнес. Ожидается, что доля международных проектов в общей добыче «ЛУКОЙЛа» через пять лет может вырасти в 2,5 раза. Поиск, приобретение, интеграцию и последующую разработку нефтегазовых месторождений за пределами России осуществляет подразделение головной компании — «ЛУКОЙЛ Оверсиз».
В 2012 году сотрудники московского офиса «ЛУКОЙЛ Оверсиз» переехали в столицу Объединенных Арабских Эмиратов — Дубай. Причиной переезда считается приближение компании к стратегическим активам в Ираке, который стал центром политики компании «ЛУКОЙЛ» по наращиванию добычи за рубежом. Ирак — один из наиболее перспективных регионов в мире для наращивания производства за счет огромных запасов традиционных углеводородов.
Для российской нефтяной компании, которая исторически имеет большой опыт добычи и разработки традиционной нефти на суше, Ирак является привлекательной возможностью для развития бизнеса и применения своего опыта.
В 2014 году «ЛУКОЙЛ» начал промышленную добычу нефти на месторождении Западная Курна-2 на юге страны. Это одно из крупнейших в мире месторождений. Его извлекаемые запасы составляют 14 млрд баррелей. Более 90% запасов сосредоточены в залежах Мишриф и Ямама.
Компания также участвует в проекте по геологоразведке на Блоке 10, площадью 5,5 тыс. кв. км, расположенном недалеко от Западной Курны-2. В 2016 году по результатам бурения поисковой скважины обнаружено нефтяное месторождение Эриду. Оно является первым значительным открытием в Ираке за последние 20 лет. В ходе бурения скважины вскрыты высококачественные нефтенасыщенные коллекторы формации Мишриф. В результате их испытаний в 2017 году получен приток малосернистой нефти.
В декабре 2017 года «ЛУКОЙЛ» подписал контракты на проведение сейсморазведочных работ с иракской государственной нефтяной геологоразведочной компанией Oil Exploration Company. Сейсморазведочные работы будут осуществляться как на территории месторождения Эриду, так и в южной и центральной частях Блока 10, ранее не охваченных геологоразведкой.
В ходе работ по оценке Эриду планируется проведение 3D сейсмических исследований на площади 983 кв. километра. Это позволит уточнить размеры и геологическое строение месторождения.
В южной и центральной части Блока 10 планируется выполнение сейсморазведочных работ 2D общим объемом 3,5 тыс. погонных км с целью составления геологических карт перспективных структур для поисково-разведочного бурения.
В рамках утвержденной программы геологоразведочных работ на месторождении Эриду в среднесрочной перспективе также планируется бурение дополнительных оценочных скважин.
Опыт в Саудовской Аравии
Деятельность «ЛУКОЙЛа» в Королевстве Саудовская Аравия началась в марте 2004 года после победы в тендере по разведке и разработке месторождений Блока А в пустыне Руб аль-Хали. «ЛУКОЙЛ» первым из России получил доступ к разработке недр этой страны.
Блок А площадью около 30 тыс. кв. км расположен в южной части Саудовской Аравии в пустыне Руб аль-Хали. «ЛУКОЙЛ» вошел в проект по разведке и разработке Блока в 2004 году. Срок действия этого контракта составил 40 лет.
Для реализации проекта создано совместное предприятие LUKOIL Saudi Arabia Energy Ltd, в котором 80% принадлежит LUKOIL Overseas Riyadh Ltd и 20% — государственной нефтяной компании Saudi Aramco.
Однако в 2016 году российская нефтяная компания приняла решение о выходе из проекта в Саудовской Аравии, но договорилась с Saudi Aramco, что они останутся партнерами и будут координировать свою деятельность на внешних проектах в третьих странах.
Вьетнамский проект «Газпрома»
Одной из наиболее перспективных стран Азиатско-Тихоокеанского региона в осуществлении энергетических проектов «Газпрома» является Вьетнам. Оператор зарубежных проектов госкомпании по поиску, разведке и разработке месторождений углеводородов — Gazprom International — сегодня участвует в освоении лицензионных нефтегазовых блоков № 112, № 129–132, а также № 05–2 и № 05–3 на шельфе Южно-Китайского моря.
Поиск, разведка и добыча углеводородов во Вьетнаме выгодны российской госкомпании с экономической точки зрения. Технологические выгоды заключаются в приобретении дополнительного международного опыта работы на шельфе.
Для реализации проекта по производству и использованию газомоторного топлива на территории Вьетнама в 2015 году компании Gazprom International, «Газпром газомоторное топливо» и Petrovietnam Gas учредили совместное предприятие PVGAZPROM Natural Gas for Vehicles LLC. Компании Группы «Газпром» получили в СП долю в 35,5% каждая, PV Gas — 29%. Отправной точкой для развития деятельности СП выбраны восемь провинций ключевого экономического пояса южной части Вьетнама. Запущена реализация пилотного проекта, одной из основных задач которого является формирование устойчивого спроса на газомоторное топливо.
На месторождениях Ирака
Согласно планам «Газпром нефти», к 2020 году на долю международных проектов компании должно приходиться не менее 10% общей добычи углеводородов. Крупнейшим зарубежным активом «Газпром нефти» является компания «Нефтяная индустрия Сербии». Она осуществляет добычу и геологоразведку месторождений углеводородов на территории Сербии, Анголы, Боснии и Герцеговины, Венгрии и Румынии.
В Ираке компания участвует в разработке месторождений Badra. Геологические запасы оцениваются в 3 млрд барр., или 400 млн т нефти сорта Basrah Light. «Газпром нефть» владеет 30% долей в проекте и выполняет операторские функции. Месторождение одно из наиболее сложных по геологическому строению в Ираке. С серьезными трудностями пришлось столкнуться и при создании инфраструктуры на месторождении: во время ирано-иракской войны в районе Бадры пролегала линия фронта, территория была заминирована.
Право на разработку месторождения было получено в 2009 году. За четыре года здесь построена первая очередь центрального пункта сбора нефти, а само месторождение соединено с магистральной трубопроводной системой Ирака 165‑километровым трубопроводом. В 2014 году началась промышленная добыча и отгрузка сырья для отправки на экспортный терминал в город Басра в Персидском заливе. В 2017 году на Бадре добыта пятимиллионная тонна нефти. Сегодня на месторождении завершается строительство завода комплексной подготовки нефти и переработки попутного нефтяного газа. Реализация проекта должна довести уровень полезного использования попутного нефтяного газа на месторождении до 99%.
Еще один иракский проект «Газпром нефти» — месторождение Саркала, относящееся к блоку Гармиан — находится в Курдском регионе Республики Ирак. Запасы на начало 2016 года оценивались в 50 млн т нефти. Разработка ведется совместным предприятием, в котором доля «Газпром нефти» составляет 40%.
В начале 2016 года Gazprom Neft Middle East, дочерняя компания «Газпром нефти», приняла месторождение Саркала в операторское управление. Первая нефть на блоке Гармиан получена в 2011 году, в 2015 году начата коммерческая отгрузка сырья. В настоящее время здесь продолжается доразведка и подготовка к полномасштабному освоению.
В составе «Национального нефтяного консорциума»
В 2009 году «Газпром нефть» приобрела 20% в уставном капитале «Национального нефтяного консорциума» («ННК»), созданного крупными российскими нефтекомпаниями для реализации нефтедобывающих проектов в Венесуэле. Весной 2010 года «ННК» и Corporacion Venezolana del Petroleo, дочернее подразделение Государственной нефтяной компании Венесуэлы, зарегистрировали совместное предприятие PetroMiranda для доразведки и последующей разработки месторождения тяжелой нефти Хунин-6, расположенного в бассейне реки Ориноко в Венесуэле. Доля «ННК» в СП составляет 40%. Прогнозные извлекаемые запасы блока Хунин-6 составляют 11 млрд барр. нефти. В 2012 году здесь была добыта первая нефть.
С точки зрения экономики даже самые перспективные проекты по освоению отечественных месторождений проигрывают в сравнении с зарубежными аналогами, потому что в нашей стране компании не рассчитывают на налоговые послабления в силу того, что более половины российского бюджета наполняется за счет нефтегазовых доходов.
Зарубежной экспансии также способствует сокращение запасов углеводородов российских месторождений. Добыча нефти в нашей стране имеет тенденцию к снижению за счет истощения запасов Западной Сибири.
